烟气脱硫系统预设计

1、卷册检索号30-F286C-Q06徐州彭城发电厂三期工程（2×1000MW级机组）初步设计第二十四卷 烟气脱硫系统预设计中国电力顾问集团华东电力设计院电力工程勘测设计甲级0900011sj 工程勘测甲级0900016-kj 2007年5月 上海徐州彭城发电厂三期工程（2×1000MW级机组）初步设计第二十四卷 烟气脱硫系统预设计总 工 程 师：设计总工程师：目 录1概述12场地条件和自然条件33脱硫岛设计条件114主要设计原则165系统、设备的技术要求176化学废水部分237电气部分268热工自动化部分409建筑结构5010采暖通风及空调部分5611消防部分5712设备材料

2、清册61附图目录：1 脱硫系统流程图F286C-Q06-012 石灰石浆液制备系统图F286C-Q06-023 石膏脱水系统流程图F286C-Q06-034. 脱硫DCS配置图F286C-Q06-045. 脱硫系统主接线图F286C-Q06-056. 厂区总平面布置图F286C-Z-042007年5月 徐州彭城发电厂三期 (2X1000MW级机组)工程初步设计ECEPDI 烟气脱硫系统预设计工程检索号：30-F286C-Q06 第 74 页1 概述1.1 设计依据(1) 华东电网有限公司华东电网计2005604号关于徐州彭城发电厂三期工程(2×1000MW)接入系统设计(一次部分)审

3、查意见的通知。(2) 国家环境保护总局环审200657号关于徐州彭城发电厂三期(2×900兆瓦)工程环境影响报告书的批复。(3) 江苏省建设厅苏建规造字20066号建设项目选址意见书的批复。(4) 水利部水保函2005296号关于徐州彭城发电厂三期工程(2×900MW)水土保持方案的复函。(5) 江苏省地震局苏震安评200514号关于徐州彭城发电厂三期工程场地地震安全性评价工作报告的批复。(6) 江苏省水利厅苏字申2006第73号取水许可申请书。(7) 电力规划设计总院电规发电2006349号关于印发徐州彭城发电厂三期工程(2×1000MW级机组)可行性研究报告审

4、查会议纪要的通知。(8) 电力规划设计总院电规发电2006477号关于印发徐州彭城发电厂三期工程(2×1000MW机组)利用城市中水可行性研究专题报告的审查意见。1.2 电厂的建设规模及资金来源本工程为徐州彭城发电厂三期扩建项目，建设2×1000MW级超超临界燃煤发电机组，并同步建设烟气脱硫和脱硝装置。根据合资建设经营彭城发电厂三期工程项目意向书，本期工程项目注册资本金占工程动态投资的25%，由华润益斯特亚电力有限公司(华润电力控股有限公司)、国投华靖电力控股股份有限公司、江苏省国信资产管理集团有限公司、徐州华兴投资有限公司四方分别以35%、30%、20%和15%的比例分摊

5、投资，其余资金拟由中国工商银行和中国交通银行贷款筹措。1.3 本期工程的建设进度根据江苏电力市场分析的结果，本工程的2×1000MW级机组可于“十一五”末建成投运。由于本工程的供电负荷主要是苏南，因此，电力送出受徐州电网电力送出及苏北苏南过江通道容量的制约，工程的建设进度应和苏南苏北过江通道的建设相协调，以适应苏南苏北过江通道的送电能力，将本期的电力送往苏南。1.4 本工程脱硫岛设计范围本工程脱硫部分采取整岛招标，本脱硫工程设计原则，是供业主进行本期工程脱硫部分进行整岛招标确定招标书主要技术原则、协调与电厂其他部分的接口，脱硫岛设计范围包括，满足全套脱硫装置(FGD)需要的工艺、废水

6、处理、电气、通信、热控、土建(脱硫部分总平面布置、建筑、结构、暖通)、水工(包括消防)、环保、脱硫副产品处理等。1.5 脱硫岛外部项目协作及分工本工程由本院进行的设计内容如下：(1) 厂区总体规划，包括与一、二期工程的统一规划和协调。(2) 主厂房、辅助、附属厂房内生产设施(除外协部分)全部工程。(3) 升压配电装置工程(以出线绝缘子串为界)。(4) 循环水及锅炉补给水系统全部工程。(5) 厂区范围内燃料输送、贮存系统的全部工程。(6) 厂区范围内除灰设施全部工程。(7) 厂区范围内生产设施、构筑物的道路、上下水道、沟道及照明等全部工程。(8) 环境保护和治理工程(本工程的脱硫、脱硝部分由业主

7、采取整岛形式招标，脱硫、脱硝岛的施工图设计由中标厂商负责)。(9) 厂区绿化规划(10) 厂内通信设施(11) 工程总概算由业主委托其它专业设计单位完成的设计项目内容如下：(1) 厂区运煤铁路专用线。与我院的设计分界线为翻车机室南面第一排柱中心向南30m处。(2) 京杭大运河南岸蔺山大件卸货及运煤、出灰码头。(3) 厂区外运货、运灰道路(包括大件运输道路的加固改造)。(4) 厂区通信。(5) 厂外中水供水管网等。脱硫岛的分界，原则上为脱硫岛区域(包括脱硫废水楼)外1 m，详见脱硫总平面布置图，如有特殊的分界要求，详见各专业的说明。2 场地条件和自然条件2.1 厂址地理位置徐州彭城发电厂厂址位于

8、江苏省徐州市，铜山县柳新。厂址北靠京杭大运河(不牢河段)，蔺家坝下游京杭大运河与桃园河汇合处的南岸，南至铜山县丁楼、李庄和东面的大口村各约0.8km，厂址东距津浦铁路约8km，南离陇海铁路约11km，连接津浦、陇海两条铁路的茅夹线(茅村夹河寨)从电厂以南约2.5km处通过，电厂主入口南约200m正在建设绕城高速公路(四环路)。彭城电厂厂区及其四周地势平坦，历史上原为黄泛区，经过历年改造，目前都是一般的农田，厂区外围散布有少量农舍，附近无大的村庄。现有厂区东西平均宽约800m，南北平均长约900m，厂区围墙内总用地约658300m2，其中80000m2为施工生活用地。厂址自然地坪标高在34.60

9、35.20m左右(1956年黄海高程系统)。厂址的百年一遇洪水位为35.33m，百年一遇内涝水位为34.58m。一、二期工程主厂房及其它主要建筑物的室内地坪设计标高为36.00m，室外场地地坪设计标高为35.80m，均高于百年一遇洪水位和百年一遇内涝水位，保证电厂安全运行。2.2 交通运输条件电厂的对外交通状况良好，水陆交通方便快捷。2.2.1 铁路徐州市位于江苏省北部并与鲁、豫、皖相邻，是津浦和陇海两条铁路干线的交汇点，因此，铁路交通十分便利。电厂一期工程已建成铁路专用线，从国家铁路线上的杨屯车站接轨进入厂内，全长4.5km。一期工程建设时的大部分设备和材料，都采用铁路运输。杨屯站位于茅夹线

10、上，是徐州铁路枢纽的周边站，站场按工业编组站设计布置。杨屯站西距陇海线上的夹河寨站10km，东距茅夹线上的周宅子站7.6km。站的西咽喉设走行线，与徐州九里山矿区的南岗集配站联接，东咽喉有徐州万寨港和电厂铁路专用线接轨点。杨屯站现有股道布置为一级二场，计有正线二股，到发线十四股，有效长度均为1050m。在上行端设机车待车线一股，有效长度400m；徐州北端设一股牵出线，有效长度550m。根据站场条件，可以根据需要进行扩建。电厂厂内站在二期工程完工后现有十二股道：其中重车线2条，每条有效长度1050m；空车线4条，每条有效长度1100m；机车走行线1条，有效长度1011m；机待线1条，有效长80m

11、；卸油线1条，有效长316m；禁翻车卸车线1条，有效长435m；车辆临修线1条，有效长120m；轨道衡线1条，有效长227m。本期工程的所需燃料仍采用铁路运输，在工程建设期间的大部分设备和材料，也以铁路运输较为方便。因此，杨屯接轨站需进行扩建改造，厂内站现有股道也要延伸或改造。有关铁路方面的改扩建的可行性研究工作，已由建设单位另行委托中铁济南勘察设计咨询院有限公司进行。根据中铁济南勘察设计咨询院有限公司已完成的徐州华润电力有限公司彭城发电厂三期铁路专用线工程可行性研究和专用评审意见，扬屯站改扩建方案为：杨屯站内已有电厂一、二期工程到发线3条，三期工程在预留的18股位置增加到发线1条就可满足电厂

12、燃煤直达列车的运输要求。2.2.2 公路电厂厂区内的道路已形成网络，并有进厂公路(华润路)与徐州市的公路主干线三环路相连，进厂公路长约4km，按二级公路标准建成，混凝土路面。三期工程建设时的地方材料和部分中小件设备可通过公路运抵电厂，另外电厂南大门外正在建设环城高速公路(四环路)，公路交通非常方便。2.2.3 水路厂址北侧紧邻京杭大运河，该段京杭大运河为二级航道，2000吨驳船可常年通航。离厂区约500m处的运河岸边建有简易卸货码头一座，主要装卸煤炭，根据上海交运大件物流有限公司徐州彭城发电厂三期2×900MW工程汽轮发电机组大件设备运输可行性方案及专家评审意见，该码头通过适当改造，

13、本工程建设中的大件设备，可利用水运到现场，当地，地方性建筑材料也可通过水路运至电厂。另外，当工程建成投产之后，业主打算将码头继续作为灰渣综合利用水路外运和补充部分由水路来煤的煤炭和灰渣的综合运输码头。2.3 工程水文气象2.3.1 工程水文特征值(1) 本工程高程系统采用1956年黄海基面高程。1956年黄海基面高程=废黄河基面高程-0.14m。(2) 设计洪水位根据1992年3月淮河水利委员会对徐州彭城发电厂厂址设计洪水位提供的结论意见，推荐采用现状情况下再现1957年时的洪水位35.33m作为厂址百年一遇设计洪水位。和一、二期工程相同。(3) 设计枯水位根据当地水文站对蔺家坝闸下19852

14、003年对不牢河的实测水位统计资料，推荐97%保证率的设计枯水位为29.80m。本工程补给水泵房的取水口前池底板高程应根据满足97%保证率的设计枯水位并参照设计河底高程27.00m进行设计。(4) 内涝1957年徐州地区发生百年一遇洪涝灾害，由于湖西大堤决口，使整个地区汪洋一片，洪涝不分。故1957年洪水相当于百年一遇涝水。由于电厂场地标高在百年一遇洪水位以上，厂区不受内涝影响。(5) 水温由于近期电厂河段无实测水温资料，故水温选用厂址下游94km处的中运河邳县水文站19621967年的水温资料，见下表。邳县水文站19621967年的水温资料月份123456789101112平均水温1.42.

15、88.014.220.524.828.028.623.216.810.13.3最高水温5.97.720.022.029.030.034.035.530.525.018.77.8最低水温0.00.02.07.011.019.521.321.518.08.51.70.0夏季频率为10%的日平均最高水温为31.4。2.3.2 工程气象特征值(1)气压(Pa)历年平均气压：101220历年年最高气压：104240 (2000年1月31日)(2)气温()历年平均气温：14.4极端最高气温：40.6 (1972年6月11日)极端最低气温：-22.6 (1969年2月6日)历年平均最高气温：19.8历年平均

16、最低气温：9.9历年最热月平均气温：27.1 (7月)历年最冷月平均气温：0.2 (1月)历年最热月最高气温平均：34.0 (1994年7月)(3)绝对湿度(Pa)历年平均绝对湿度：1350最大绝对湿度：4100 (1964年8月7日)最小绝对湿度：30 (1965年3月15日)(4)相对湿度(%)历年平均相对湿度：69最小相对湿度：2 (1961年2月19日、1965年3月15日)(5)降水量(mm)历年平均降水量：842.5历年最大年降水量：1213.4 (1963年)历年最大月降水量：481.3 (1982年7月)历年最大一日降水量：315.4 (1997年7月17日)历年最大一小时降水

17、量：83.5 (1997年7月17日)历年最长一次降水量：368.8 (1965年7月622日)(6)蒸发量(mm)历年平均蒸发量：1798.9历年最大蒸发量：2279.0 (1978年)(7)日照历年平均日照时数：2261.9h历年最多年日照时数：2592.8 (1966年)历年平均日照百分率：51%(8)雷暴(d)历年平均雷暴日数：25.5最多雷暴日数：41 (1963年)(9)历年最大积雪深度：25cm (1964年2月15日)(10)最大冻土深度：24cm (1968年1月2日)(11)风速及风向历年平均风速：2.6m/s实测10分钟平均最大风速：15.8m/s (SSW)全年主导风向

18、：ENE (频率12%)夏季主导风向：ENE、E、ESE (频率11%)冬季主导风向：ENE (频率13%)根据建筑结构荷载规范徐州地区的50年一遇风压为0.35kg/m2，100年一遇风压为0.40kg/m2。根据建筑结构荷载规范徐州地区的50年一遇雪压为0.35kg/m2，100年一遇雪压为0.40kg/m2。(12) 历年各月平均气压、气温、相对湿度、绝对湿度、风速、降雨量如下表月 份一二三四五六七八九十十一十二月平均气压(Pa)10227010208010163010106010059010012099900100200100950101610102030102260极端最高气压(Pa

19、)104420104080103470103180102110101340100940101380102350103250104060104200极端最低气压(Pa)1002509951099100989109905098750987309889098890100160100220100430月平均气温()0.22.58.014.920.625.127.126.421.615.78.62.4极端最高气温()19.824.430.134.838.240.640.038.236.234.529.021.3极端最低气温()-17.3-22.6-7.6-1.44.812.415.815.75.0-1.

20、0-8.3-13.5月平均相对湿度(%)656362636466808175716966最小相对湿度(%)8226862728179106月平均绝对湿度(Pa)4104706601060150020502850276019201250790490月平均风速(m/s)2.42.73.13.23.03.02.72.32.22.12.32.3最大风速(m/s)及风向13.3SW15.4NE15.8SSW15.3SSW14.0ENE15.4ENE14.0W13.3NW13.6ENE15.0W13.0NNW13.0W月平均降雨量(mm)16.220.234.450.464.7101.6246.1136.

21、183.947.927.213.8最大降雨量(mm)72.157.7115.5191.7313.6262.5481.3317.2247.6135.8100.761.6最小降雨量(mm)0.00.00.22.72.58.145.910.30.60.40.00.0月平均蒸发量(mm)53.579.8143.8197.2247.8265.1206.2187.3155.1131.085.158.3最大蒸发量(mm)89.1131.0225.7317.8350.4424.9272.5257.4209.3186.0137.797.8最小蒸发量(mm)30.543.886.8105.1135.6167.61

22、44.5130.7103.077.448.030.01988年至2002年热季频率为10%的湿球温度为26.2，相应日期的气象参数见下表：热季频率为10%的气象参数表日期湿球温度干球温度相对湿度平均风速逐日平均气压2001.8.526.227.889%1.5m/s1003.5hPa1999.7.2926.230.373%0.6m/s997.1hPa1998.7.726.230.272%2.5m/s999.3hPa1998.8.926.228.187%1.9m/s999.7hPa(13) 暴雨强度公式：式中：q暴雨强度，公升/(公顷·秒)； P重现期，年； t设计历时，分钟。2.4 厂

23、区地震、地质条件(1) 厂址区区域地质构造稳定，无全新世活动断裂带通过，场地稳定性较好，适宜扩建。(2) 根据本场地三期扩建工程地震安全性评价工作报告，50年超越概率10%条件下，拟建厂址基岩水平向地震动峰值加速度值为0.087g；地表水平向地震动峰值加速度值为0.121g，特征周期为0.5s。相应地震基本烈度为度。拟建场地覆盖层的平均等效剪切波速为200m/s，场地土类型属中软场地土，建筑场地类别为类，为可进行工程建设的一般场地。(3) 厂址区勘察期间稳定水位在4.210.6m，稳定水位高程在23.4529.98m。设计可将地下水位埋深按0.5m考虑。经室内水土分析试验，厂区地下水对混凝土结

24、构无腐蚀性，对钢结构有弱腐蚀性。(4) 轻型辅助建筑物，在地基承载力及变形验算满足设计要求时，可采用天然地基，以1为主要持力层，但要注意地基的不均匀沉降，且须验算下卧层强度、变形是否满足要求。(5) 可采用振冲、挤密碎石桩等方法进行浅地基处理，将置换率达到20%，提高复合地基承载力，以满足水工等附属建筑物的需要。(6) 厂区主要建筑物宜采用桩基，以PHC-AB600(130)-38b型和PHC-AB600(110)-35b型为主力桩型，打入式沉桩，桩端持力层可选在、层；大型附属建筑物宜采用PHC-AB600(110)-28b型桩，打入式沉桩，桩端持力层选层层底。在冷却塔基础地段考虑使用钻孔扩底

25、灌注桩或支盘灌注桩；在小型附属建筑物地段采用小预制桩。最终单桩承载力标准值、桩型、桩长确定宜在综合试桩和施工图勘察后最终确定。(7) 厂区内上部粉土、砂土层普遍存在液化现象，液化等级为轻微中等。可基本分为三个区域：中等液化区、轻微液化区和不液化区，中等液化区主要沿掩埋古河道河床分布。可通过预制桩法或干振碎石桩法加固液化地基。(8) 厂址区下伏灰岩地层岩溶发育，但因其具有埋深较深、岩性硬度较高、上覆粘土性质好、溶洞中大部分有粘土充填及地下水未被大量抽汲等特点，上部桩基对灰岩层产生的附加应力不会导致溶洞的坍塌，桩基方案成立。但需在下阶段勘察中进一步查清岩溶的水平向发育。(9) 基坑的开挖需采取适当

26、的基坑支护措施，保证基坑坑壁的稳定。同时，要求根据基坑的开挖深度、范围、开挖期间的地下水位，采取必要降水措施，避免流砂等现象产生。(10) 建议在下阶段进行干振碎石桩浅地基处理实体试验和小桩的试桩。2.5 水源2.5.1 工程需水量同一、二期工程一样，本期工程的2×1000MW级机组仍采用带双曲线自然通风冷却塔的闭式循环冷却水系统。在考虑了多种节水措施之后，经水量平衡计算，并考虑了一、二期工程锅炉补充水由原地下水供给改成由本期工程补充水供给的增加水量400m3/h，本期工程补充水取水量为5400m3/h，合1.5m3/s。2.5.2 取水水源工程的补充水水源有两个：城市中水和京杭大运

27、河不牢河段的河水。城市中水水源为徐州荆马河污水处理厂处理后的尾水。该污水处理厂位于徐州市区北郊，距电厂约14km。该厂设计总处理规模为20×104m3/d，分两期建设，一期工程规模为10×104m3/d已于2004年建成投用，出水水质(除磷酸盐外)已达到国家污水综合排放标准(GB8976-1996)中的一级标准。徐州市发改委和徐州市市政公用事业局都已有正式文件，同意电厂本期工程使用徐州荆马河污水处理厂的中水5×104m3/d(约2100m3/h)。直供电厂的中水经深度处理后水质达到作为循环冷却水系统补充水标准(GB/T19923-2005)，中水外管网建设结合市政

28、规划统筹进行，中水输送管网铺设至电厂围墙外1.0m处，费用在水价中体现，并委托徐州城建排水有限公司负责筹建、实施。电厂已与徐州城建排水有限公司签订了“中水利用协议”。地表水源为京杭大运河不牢河段。取水口位于京杭大运河不牢河段解台闸蔺家坝闸之间、不牢河右岸，距厂址约500m。经徐州市人民政府同意，徐州市水利局出文承诺：在特殊干旱年份依据“徐州市抗旱水源应急调度预案”，通过合理配置和优化调度保证电厂用水。本期工程水资源论证报告书已由江苏省水文水资源勘测局编制完成，江苏省水利厅批复了本工程取水许可申请书(苏字申2006第73号)。3 脱硫岛设计条件3.1 燃料本期工程设计煤种采用晋中烟煤，校核煤种采

29、用徐州混煤。锅炉点火及助燃采用0号轻柴油。考虑到本工程铁路来煤，煤质变化比较大，建议脱硫岛招标时，脱硫的设计煤种收到基含硫按1%考虑。项目设计煤种校核煤种烟煤烟煤工业分析全水分Mt.ar%8.07.5空干水分Mad%0.81.43挥发分Vdaf%3525灰分Aar%30.4029.23固定碳F.Car%40.0447.45元素分析（收到基）Car%50.554.46Har%4.63.42St,ar%0.830.76Oar%4.643.33Nar%1.031.3Aar%30.4029.23Mt.ar%8.07.5低位发热量Qnet,arKJ/kg2096621736哈氏可磨指数HGI6474灰熔

30、融温度DT（变形温度）12501300ST（软化温度）13001350FT（溶化温度）14001450灰成分Sio249.0349.33Fe2O32.835.54Al2O337.5435.65CaO4.994.24MgO0.61.0SO3/Na2O1.21.15K2OTiO21.020.53其它2.792.563.2 锅炉3.2.1 一般特征锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、塔式、露天布置燃煤锅炉。3.2.2 锅炉容量和主要参数（B-MCR工况）：编号项 目单 位设计煤种校核

31、煤种1过热蒸汽流量t/h304430442过热蒸汽压力MPa(g)27.4627.463过热蒸汽温度6056054再热蒸汽流量t/h254425445再热器进口压力MPa(g)5.955.956再热器出口压力MPa(g)5.765.767再热器进口温度3723728再热器出口温度6036039省煤器入口温度29729710预热器进口一次风温度232311预热器进口二次风温度272712预热器出口一次风温度332.533413预热器出口二次风温度341.534214锅炉排烟温度（未修正）13113115锅炉排烟温度（修正后）125125.516锅炉保证效率（LHV）BRL工况%93.517锅炉不

32、投油最低稳定负荷%BMCR353518空气预热器漏风率（一年内）%6619空气预热器漏风率（一年后）%8820NOx排放量mg/Nm33503503.2.3 锅炉相关设备参数除尘器数量（每台炉）2型式三室四电场除尘效率99.75引风机出口灰尘浓度mg/Nm3<100引风机(单台BMCR)型式及配置2风量m3/s662.9风压(含脱硝)Pa6760烟囱高度m240材质防腐钢筒3.3 FGD入口烟气参数1FGD入口烟气数据设计煤种校核煤种·烟气量（标态，湿烟气，实际含氧量）Nm3/s921889.6·烟气量（标态，干基，6O2）Nm3/s851.1840·引风机

33、出口烟温125125.5·FGD工艺设计烟温最高烟温1751752FGD入口处烟气成份（按6%干O2提供）过剩空气系数1.3851.389·N2vol%,干81.37980.746·CO2vol%,干12.54413.185·O2vol%,干6.06.0·SO2vol%,干0.0770.069·H2Ovol%,湿8.526.813FGD入口处污染物浓度（6O2，标态，干基）·SO2mg/Nm31998.821784.27·SO3mg/Nm3同步脱硝，转化率<1%·HCl as Clmg/Nm3505

34、0·HF as Fmg/Nm32525·设计烟尘浓度mg/Nm3<100<1004·计算耗煤量t/h409.9394.43.4 石灰石粉或石灰石吸收剂采用铜山县矛村镇后川粉煤灰厂的石灰石粉，本期2×1000MW机组，年需石灰石量约11万吨/年，石灰石耗量如下：石灰石粉耗量1×1000MW2×1000MW设计煤种(Sar 0.83%)校核煤种(Sar 0.76%)设计煤种(Sar 0.83%)校核煤种(Sar 0.76%)小时耗量 (t/h)10.0688.87120.13617.742日耗量 (t/d)201.36177.

35、42402.72354.84年耗量(×104t/y)5.544.8811.089.76注： 1、机组日利用小时数按20小时计，年利用小时数按5500小时计；3.5 供脱硫岛的水源、电源参数工业水压力MPa0.5消防水压力MPa0.80.9生活水压力MPa0.3电源中压交流6kV（从主厂房来）低压交流380/220V直流220/110V（从主厂房来）3.6 脱硫石膏堆场脱硫岛工程产生的脱硫副产品石膏，主要考虑为综合利用，抛弃为副，当综合利用不好时，石膏堆放到电厂渣场。3.7 静电除尘器每台锅炉设置二台三室四电场静电除尘器，效率99.75%，电除尘器阻力不大于200Pa，漏风率小于2%。

36、3.8 烟囱每两台炉合用一座双管烟囱，烟囱钢内筒管出口直径7.2 m，高度为240 m，为防止烟囱酸腐蚀，烟囱内筒须采取一定的防腐措施。3.9 废水处理装置本期工程2×1000MW机组的脱硫系统共设一套自动控制的综合性废水处理系统，该综合性废水处理系统由收集输送、重金属及氟化物处理、中和处理、污泥浓缩脱水和辅助的加药系统组成。3.10 电气和热控自动化本脱硫岛采用的电压等级：AC 6kV、380/220V和DC 220V/110V。大于等于200kW电动机采用6kV电压等级，电源从主厂房6kV工作段引接。每台炉设二台脱硫低压变和二段脱硫PC，互为备用，电源分别从主厂房6kV工作段引接

37、。烟气脱硫与辅助车间综合系统（石灰石磨制系统、石灰石粉输送系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、脱硫废水处理系统、排空及浆液抛弃系统、杂用和仪用压缩空气系统等）采用脱硫分散控制系统（FGD-DCS）集中控制方式，设独立的脱硫控制室。脱硫系统自动化水平达到运行人员在脱硫控制室内通过操作员站对FGD进行集中监控，实现数据采集与处理、报警、显示、打印、定时制表、模拟量控制、逻辑顺序控制，达到单元集中控制水平；自动化水平能满足操作员通过CRT/键盘在控制室内可以完成装置的启停及正常工况的监视和调整，异常工况的报警和紧急事故处理。4 主要设计原则(1) 根据当地环境保护要求，脱硫岛工程与本

38、期2×1000MW机组工程同步建设。(2) 脱硫系统工艺采用石灰石石膏湿式脱硫方案（FGD），脱硫效率按不低于95%设计。本期工程脱硫外购成品石灰石粉。石灰石粉通过气力输送系统输送至本期脱硫岛内的石灰石日粉仓。两台1000MW机组设置一套公用的石灰石浆液制备系统，两台1000MW机组设置一套公用的石膏脱水系统。石膏采用自卸卡车装车外运。(3) 本工程脱硫系统采用整岛招标方式，采用成熟技术。对于一些国内不过关的关键设备和部件考虑进口。(4) 脱硫系统设置独立的脱硫控制室。(5) 脱硫系统监控采用DCS，其控制策略与原理应由脱硫工艺系统厂家负责提供。(6) 脱硫系统6kV电源从主厂房6k

39、V配电装置直接引接。(7) 脱硫系统用水均由电厂供水系统供应，设一套脱硫废水处理装置。(8) 脱硫设备及吸收塔以后烟道烟囱等均要考虑相应的防腐和结露废水收集排水措施。5 系统、设备的技术要求5.1 脱硫工艺的技术原则(1) 本工程的烟气脱硫工艺为石灰石石膏法湿式烟气脱硫工艺，吸收塔型式为喷淋式吸收塔。脱硫装置采用一炉一塔方案或采用一炉二塔方案, 每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，石膏脱水系统为两套脱硫装置公用，脱硫效率按不小于95%设计。(2) 脱硫系统设置100%烟气旁路，保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。(3) 系统中设置四台静叶或动叶可调

40、轴流式增压风机（每两台风机对应一台锅炉的烟气量），增压风机性满足锅炉负荷变化的要求。增压风机留有一定裕度：风量裕度不低于10%，另加不低于10的温度裕度；风压裕度不低于20%。(4) 每套FGD系统一炉一塔方案中，每个吸收塔设三台氧化风机，两用一备，共6台。氧化风机保证在锅炉30%BMCR 燃烧设计煤种至100%BMCR燃烧校核煤种最大含硫量工况下及时氧化吸收塔中生成的亚硫酸钙，不需添加任何化学添加剂。氧化风机为罗茨型。(5) 每个吸收塔设置两台石膏排出泵，一运一备。(6) 烟气脱硫岛内设置一个两台炉公用的事故浆池，事故浆池的容量满足单个吸收塔检修排空时和其他浆液排空的要求，并作为吸收塔重新启

41、动时的石膏晶种。事故贮浆系统应能在15小时内将一个吸收塔放空，也能在15小时内将浆液再送回到吸收塔。事故浆液设返回泵1台，不设备用。泵的容量按一台炉BMCR工况时的浆液量考虑。(7) 烟气脱硫采用石灰石粉，在厂内直接制浆。(8) 脱硫后的净烟气不经过加热排入烟囱。烟囱结构具有防腐蚀措施。(9) 吸收剂采用石灰石粉，通过气力输送至本期的石灰石粉仓；石膏采用自卸卡车外运。(10) 制浆系统为公用系统，两台炉设一座石灰石粉仓和一只石灰石浆液箱。两台炉设2台石灰石浆液泵，一台运行，一台备用。(11) 2台炉设一套公用的石膏脱水处理系统，2台真空皮带脱水机，每台出力按两台炉在BMCR工况下燃烧设计煤种时

42、石膏产量的75选型。(12) 2台炉设2座石膏筒仓，总容积按存放3天的两台炉在BMCR工况燃烧设计煤种时石膏产量设计。(13) 每座石膏筒仓下设1个出口，用于装车。(14) 脱硫岛内仪用及厂用空气系统原则上来自于脱硫岛内的空压机。(15) 全套脱硫装置需要的保安电源由厂内保安电源提供。5.2 系统说明5.2.1 石灰石浆液制备系统本期工程脱硫用石灰石成品粉来自全厂统一规划的石灰石磨制系统。本期工程不单独设石灰石磨制系统。作为脱硫吸收剂，石灰石成品粉从石灰石粉仓出口就地制浆，浆液经浆液泵输送至石灰石浆液箱。为便于粉仓内的石灰石粉卸料通畅，在粉仓底部设有空气流化装置。在粉仓内的石灰石粉经粉仓底部的

43、卸料阀、皮带称重给料机均匀地送入石灰石浆液箱内，按一定比例加水并搅拌制成一定浓度的吸收浆液，为使浆液混合均匀、防止沉淀，在石灰石浆液箱内装设浆池搅拌器。石灰石浆液经泵送入脱硫场地中石灰石浆液缓冲箱，经石灰石浆液循环泵打入脱硫塔内。每台炉设一座石灰石粉仓，粉仓容量按锅炉BMCR工况下燃用设计煤种时约3天的石灰石耗量考虑。每座粉仓下设一座石灰石浆液箱，配备两台石灰石浆液输送泵，一运一备。5.2.2 SO2吸收系统SO2吸收系统由吸收塔、吸收塔再循环系统、除雾器、氧化空气系统、石膏排出泵组成。SO2吸收系统的工艺控制包括吸收塔PH控制、浆液浓度控制和液位控制。烟气由锅炉引风机后的主烟道上引出，经挡板

44、门、脱硫增压风机后进入吸收塔。吸收塔烟气入口上部为喷雾吸收区，该区域内设34层喷淋装置，每层喷淋装置上布置适量的浆液喷嘴，喷嘴使浆液雾化并完全覆盖整个吸收塔过流截面。每一喷淋层对应布置安装1台浆液循环泵，再循环浆泵将石灰石浆液打入喷咀雾化，烟气由下而上，被喷雾浆液反复洗涤，烟气中的SO2与吸收剂发生化学反应，生成亚硫酸钙，并汇于吸收塔下部的循环浆池，由氧化风机向循环氧化浆池送入足够的空气，使亚硫酸钙氧化，生成二水硫酸钙（石膏），生成的石膏再用石膏排出泵将石膏浆液送入脱水系统进行脱水处理，每个吸收塔设置2台石膏排出泵，1运1备，石膏排出泵连续运行，根据工艺运行要求，石膏回流至吸收塔、输送至石膏脱

45、水系统或事故浆液池。吸收塔循环浆液在浆池的停留时间约为5min。每个吸收塔设3台氧化风机，2用1备，共6台。经洗涤脱硫后的烟气是带有液滴的湿烟气。在吸收塔的上部装有两级除雾器，当湿烟气上升通过该除雾器除去烟气中的液雾后，由吸收塔顶部引出后接入烟囱主烟道，通过烟囱排入大气。系统中主要设备是吸收塔，该塔兼脱硫、氧化、除尘为一体。一炉一塔方案：吸收塔的直径约为23m，高度约为25m； 吸收塔的烟气脱硫率95%以上。5.2.3 烟气系统从锅炉引风机出口的总烟道上引出的烟气，通过增压风机升压后进入吸收塔。每台炉配2台增压风机。增压风机设计在FGD装置进口原烟气侧（高温烟气侧）运行。烟气在吸收塔内脱硫净化

46、，经除雾器除去水雾后，再接入主体发电工程的烟道、烟囱后排入大气。脱硫系统的进出口烟道上设关断档板门，在主体发电工程烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入FGD的烟气超溢和FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。所有暴露在低于露点温度的烟气或接触到可能的喷淋液或接触从吸收塔循环来的雾气或液体的全部烟道、内部构件、分流/导流板应衬以玻璃鳞片树脂进行保护。5.2.4 石膏脱水系统吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机。进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后形成表面含水率小于10的石膏粉状晶粒，石膏纯度达90%以上，脱水后的石膏由皮带输送机送

47、入石膏储存间贮存。石膏储存间的容积可满足脱硫装置在满负荷运行时，燃用设计煤种4天的石膏贮存量。石膏由汽车运至厂外供综合利用或至灰渣场堆放。当真空皮带脱水机故障或石膏综合利用有困难时，部分或全部石膏浆液可作抛弃处理。抛弃泵设置两台，一运一备。抛弃的浆液经抛弃泵送到脱硫岛灰浆池抛弃处理，石膏抛弃采用自卸汽车运输。两台锅炉烟气脱硫装置设置一套石膏脱水系统，该系统配备2台石膏旋流浓缩器，2台真空皮带脱水机和一个石膏储存间。单台真空皮带脱水机的出力按两台炉燃用设计煤种时BMCR工况下所产生的总石膏量的75%设计。本工程2X1000MW机组的石膏脱水系统集中布置，位于煤场南侧、渣水处理设备附近。石膏脱水区

48、设石膏脱水楼一座，三层，石膏储存间设在脱水楼的底层。石膏浆液旋流器、真空皮带脱水机、真空泵等设备布置于石膏脱水楼的三楼。石膏浆液旋流器高位布置，底流可自流进入真空皮带脱水机，上部溢流液可自流进入布置于二楼的废水旋流器给料箱中。根据石膏脱水的流程，石膏输送皮带机布置于二楼，接收脱水石膏，并将石膏输送至底层的石膏储存间中堆放贮存。回收水箱设于石膏脱水楼的附近，露天布置；废水旋流器则布置在回收水箱的顶部，底流可直接自流入回收水箱，上部溢流液则自流进入紧靠回收水箱布置的废水处理系统的废水储存箱中。石膏脱水区还设有1个污水坑，用于收集地面冲洗水及系统中各浆液箱、水箱的溢流液。5.2.5 石膏的运输系统本

49、期工程石膏运出方式为汽车运输方案，石膏从筒仓中卸料至自卸卡车，或外运综合利用，或运至渣场中专门的场地堆放。本期工程根据装车时间、运输距离等各方面的因素，配4辆载重量为16t的自卸卡车，用于将石膏从石膏筒仓运至渣场。5.2.6 浆液排空系统两套FGD装置设1个共用的事故浆液池，其容积至少可容纳一座塔内的全部浆液量，根据需要将吸收塔浆液临时贮存并作为晶种返回吸收塔。事故浆液返回泵在正常工作情况下使用时间不多，共设1台。5.2.7 工艺水系统FGD工艺水由电厂工业水系统供应。为节约用水，可以供给设备冷却用水后，回收进入工艺水箱。整个FGD装置设置1只工艺水箱，3台工艺水泵，其中1台备用。工艺水泵的出

50、力主要考虑以下用水量：·吸收剂制备系统的连续补给水用水量·石膏脱水系统的连续补给水用水量5.3 主要技术指标石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的主要技术指标、副产品如下：主要技术指标单位数据脱硫效率%95脱硫后烟气温度50脱硫装置可用率%95石膏产量1×1000MW2×1000MW设计煤种(Sar 0.83%)小时产量（t/h）15.63631.272年产量（×104 t/y）8.617.2校核煤种(Sar 0.76%)小时产量（t/h）13.76627.532年产量（×104 t/y）7.5815.16注： 1、年利用小时数按5500小时

51、计；石膏质量设计数据单位数据湿度质量%10真空皮带机对应飞灰入口浓度<100mg/m3（标态，干态，6O2）质量%<10<150mg/m3（标态，干态，6O2）质量%<11<200mg/m3（标态，干态，6O2）质量%<12纯度质量%90PH值-6.5-8颜色（白度）质量%60气味-中性平均粒径0.06mm(90%通过250目)MgO（水溶性）质量%<0.021Na2O（水溶性）质量%<0.035K2O质量%<0.07Cl（水溶性）质量%<0.01CaSO3·H2O（以SO2表示）质量%<1（可氧化有机物）<1烟灰（以C表示）质量%<0.1铅（Pb）mg/l-镍（Ni）mg/l-钒（V）mg/l-联氨mg/l-油mg/l-S2mg/l-苯酚mg/l-CNmg/l-Fmg/l100总溶解固体mg/l35005.4 烟气脱硫装置的布置徐州彭城发电厂三期2×1000MW机组脱硫工程工艺部分共分两个区域，即吸收塔区、石膏脱水区。吸收塔区为脱硫装置的主要区域，布置有吸收塔及辅助设备、烟气换热器、增压风机、石灰石粉储仓、石灰石浆液池等设备。石膏脱水区分为真空皮带脱水层、石膏筒仓。5.4.1 布置特